2019年上半年全国电力可靠性指标报告

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2019年上半年全国电力可靠性指标报告

一、发电机组可靠性2019年上半年全国燃煤火电等效可用系数同比上升、台平均非计划停运次数同比下降，但平均非计划停运时间同比增加；常规水电机组等效可用系数、台平均非计划停运次数和时间同比均有下降，见图1。

图1 2018-2019年上半年燃煤和水电机组等效可用系数对比情况2019年二季度全国燃煤火电运行可靠性综合指标总体上升，等效可用系数同比上升，环比下降；常规水电机组运行可靠性综合指标总体略有降低，等效可用系数同比降低，环比增加，见图2。

图2 2019年二季度机组等效可用系数同比与环比情况2019年二季度燃煤火电机组等效可用系数达到90.2%，同比增加了1.22个百分点，环比降低了4.72个百分点；机组台平均利用小时为1012.94小时，同比降低了53.38小时，环比降低了50.64小时；机组台平均非计划停运次数和时间分别为0.12次和9.4小时，同比分别降低了0.07次和14.71小时，见图3，环比非计划停运次数增加了0.01次，但非计划停运时间减少了0.03小时，见图4；台平均计划停运时间为202.89小时，同比降低10.33小时，环比增加了106.94；前三类非计划停运即强迫停运台平均停运次数和时间分别为0.1次和7.35小时，同比分别降低了0.05次和7.29小时，环比强迫停运次数持平，但强迫停运时间增加了0.95小时；强迫停运共发生150次，环比增加了4次；强迫停运总时间为10556.27小时，占全部燃煤火电非计划停运总时间的80.76%，环比增加了10.75个百分点。

图3 2018-2019年二季度燃煤机组非计划停运次数和时间对比情况图4 2019年一、二季度燃煤机组非计划停运次数和时间对比情况其中，1000MW 等级燃煤机组利用小时1112.13小时，同比减少了159.99小时，环比增加了34.21小时；机组前三类非计划停运台平均停运次数和时间分别为0.09次和6.51小时，同比分别降低了0.08次和3.4小时，环比分别增加了0.03次和1.79小时；强迫停运共发生8次，累计强迫停运时间为566.32小时，环比分别增加3次和151.638小时。

国电电力2019年上半年财务分析详细报告

国电电力2019年上半年财务分析详细报告一、资产结构分析1.资产构成基本情况国电电力2019年上半年资产总额为37,413,320.33万元，其中流动资产为3,896,439.25万元，主要分布在应收账款、货币资金、存货等环节，分别占企业流动资产合计的41.17%、25.39%和11.69%。

非流动资产为33,516,881.08万元，主要分布在固定资产和在建工程，分别占企业非流动资产的81.94%、6.67%。

资产构成表项目名称2019年上半年2018年上半年2017年上半年数值百分比(%) 数值百分比(%) 数值百分比(%)总资产37,413,320.33100.0028,067,295.87100.0027,461,920.51100.00流动资产3,896,439.2510.412,552,139.499.092,037,662.797.42长期投资1,977,270.665.282,255,399.138.04 2,127,053.5 7.75固定资产27,462,427.5273.4019,604,204.5369.8519,161,556.0469.78其他4,077,182.9 10.90 3,655,552.713.02 4,135,648.115.062 82.流动资产构成特点企业流动资产中被别人占用的、应当收回的资产数额较大，约占企业流动资产的47.1%，应当加强应收款项管理，关注应收款项的质量。

企业持有的货币性资产数额较大，约占流动资产的31.35%，表明企业的支付能力和应变能力较强。

但这种应变能力主要是由短期借款及应付票据来支持的，应当对偿债风险给予关注。

流动资产构成表项目名称2019年上半年2018年上半年2017年上半年数值百分比(%) 数值百分比(%) 数值百分比(%)流动资产3,896,439.25100.002,552,139.49100.002,037,662.79100.00存货455,337.25 11.69 259,700.39 10.18 237,241.86 11.64应收账款1,604,128.9841.171,050,831.7641.17 696,832.49 34.20其他应收款231,053.98 5.93 50,100.82 1.96 41,219.74 2.02 交易性金融资产0 0.00 0 0.00 0 0.00 应收票据232,234.07 5.96 168,846.62 6.62 158,798.27 7.79 货币资金989,486.41 25.39 701,939.01 27.50 692,341.65 33.98 其他384,198.57 9.86 320,720.88 12.57 211,228.77 10.373.资产的增减变化2019年上半年总资产为37,413,320.33万元，与2018年上半年的28,067,295.87万元相比有较大增长，增长33.3%。

2019年电力公司上半年经济活动分析报告

电力公司上半年经济活动分析报告同志们：现在我向大会报告集团公司上半年经济活动情况一、公司系统在集团公司党组的正确领导下真抓实干克服困难实现了“时间过半、任务过半”的目标上半年集团公司经济运行主要呈现以下特征：（一）电力生产和基建安全形势总体良好上半年未发生电力生产、基建人身死亡事故和群伤事故未发生特别重大事故未发生责任性重大设备事故未发生垮坝和水淹厂房事故未发生重大火灾事故发生发电生产人身重伤事故1次同比增加1次；发生一般设备事故2次同比减少7次；发生设备一类障碍77次同比减少48次；发生非计划停运108次同比减少135次（二）在电力供应紧张形势下充分挖掘现有机组潜力克服煤炭供需矛盾突出和南方来水偏枯等不利因素影响发电量和售电量保持稳步增长上半年集团公司发电量637.91亿千瓦时同比增长5.84%完成全年计划的50.49%其中：火电537.48亿千瓦时占总发电量的84.26%同比增长4.97%；水电100.43亿千瓦时占总发电量的15.74%同比增长10.75%从区域来看华北地区的发电量占集团公司总发电量的20.45%同比增长6.55%；东北地区占16.5%同比增长7.82%；华东地区占31.4%同比增长1.48%；华中地区占23.21%同比降低3.03%；西北地区占8.45%同比增长65.28%火电机组利用小时进一步提高上半年火电设备平均利用小时达3167小时同比增加130小时比全国火电设备平均利用小时高出207小时水电来水呈现“北丰南枯”态势福建、江西、湖南由于降水量少来水相对偏枯发电量均有所下降福建减少2.51亿千瓦时同比降低43.36%；江西减少2.26亿千瓦时同比降低64.51%；湖南减少7.05亿千瓦时同比降低15.12%西北地区的青海、甘肃、宁夏来水较好发电量增加21.28亿千瓦时同比增长65.28%新投产机组对发电量增长贡献较大新投产机组发电量11.37亿千瓦时占发电量增量的32.3%为缓解电力供需矛盾和发电量稳步增长发挥了积极作用上半年售电量增长速度高于发电量增长集团公司售电量593.05亿千瓦时同比增长5.93%其中：火电493.78亿千瓦时水电99.27亿千瓦时（三）供电煤耗和综合厂用电率均有下降节能降耗工作取得成效上半年集团公司综合厂用电率7.03%同比下降0.43个百分点其中：火电8.13%同比下降0.33个百分点；水电1.16%同比下降0.62个百分点上半年集团公司供电煤耗366.74克/千瓦时同比下降1.04克/千瓦时（四）销售收入增长幅度高于电量增长售电量的增加和火电售电单价的提高推动了电力收入的增长上半年集团公司实现销售收入137.87亿元同比增长10.11%与预算执行进度基本同步其中：电力销售收入132.76亿元占总销售收入的96.29%同比增长9.97%；热力销售收入3.74亿元占总销售收入的2.71%同比增长7.65%电力收入中火电114.1亿元占电力收入的85.95%同比增长10.39%；水电18.65亿元占电力收入的14.05%同比增长7.47%电力收入增加中七成来自于电量增长三成来自于电价提高上半年平均售电价格226.13元/千千瓦时同比提高6.03元/千千瓦时其中：火电受7厘钱调价和电价矛盾疏导作用影响售电均价同比提高8.93元/千千瓦时水电因价格相对较低的黄河上游电量比例升高售电均价同比下降7.01元/千千瓦时上半年全资、控股公司电力收入增长速度高于内部核算电厂收入增长全资、控股公司电力收入同比增长12.25%内部核算电厂电力收入同比增长4.96%（五）固定成本得到有效控制但因电煤价格不断攀升总成本未能控制在预算执行进度之内成本增长远高于收入增长上半年集团公司销售总成本118.92亿元为年度预算的51.06%同比上升14.04%高于收入增长3.93个百分点其中：电力产品销售成本112.51亿元占销售总成本的94.61%同比上升13.83%；热力产品销售成本5.41亿元占销售总成本的4.55%同比上升16.32% 电力成本中火电成本100.57亿元占电力成本的89.39%同比上升13.19%；水电11.94亿元占电力成本的10.61%同比上升19.53% 从电力成本构成来看燃料成本占电力成本51.4%同比上升2.9个百分点；水费及固定成本占电力成本比例相应下降燃料成本预算执行进度58.13%其他成本项目均控制在50%以内燃料成本增加是推动成本上升的最主要原因上半年电力燃料成本同比增加9.88亿元上升20.03%；其中：因煤炭价格大幅度上涨增加燃料成本6.99亿元火电售电单位燃料成本同比上升14.17元/千千瓦时电价政策性调整难以平衡煤价的上涨从单位看内部核算电厂成本控制总体好于独立发电公司上半年内部核算电厂成本同比上升3.43%全资、控股公司成本同比上升15.04%（六）在电力利润下降、热力增亏的情况下由于财务费用大幅下降、营业外支出减少保持了利润的基本稳定上半年集团公司实现利润10.68亿元同比减少0.24亿元下降2.17%其中：电力产品利润同比下降8.02%；热力亏损1.71亿元同比增亏43%从利润形成结构来看,财务费用大幅降低和营业外支出减少是保持上半年利润基本稳定的主要原因通过优化债务结构降低资金成本规避汇率风险财务费用同比减少1.48亿元营业外支出同比减少0.55亿元从各单位利润完成情况来看上半年内部核算电厂实现利润总体略有增长全资及控股公司实现利润同比下降3.41%累计亏损单位20家减少1家亏损单位的亏损额由上年同期的3.39亿元下降到1.9亿元减亏1.49亿元上半年财务状况保持稳定合并资产总额899.27亿元同比增长9.34%；负债总额573.75亿元同比增长13.1%；所有者权益235.23亿元同比增长1.14%资产负债率63.8%同比升高2.12个百分点（七）固定资产投资按计划实施发展布局和结构调整取得明显成效前期项目规模初步满足集团公司持续发展需要上半年固定资产投资16.17亿元完成年计划的40.77%实际到位资金31.13亿元其中：资本金0.96亿元银行贷款6.38亿元企业债券22.4亿元利用外资0.58亿元其它资金0.81亿元上年结转建设规模322.6万千瓦上半年新开工大连泰山等两个热电项目共28.5万千瓦投产碗米坡1＃和2＃水电机组、白鹤二期1＃机组、通辽六期5＃和6＃供热机组共49.6万千瓦到6月底在建规模共301.5万千瓦其中：水电占85.57%火电占14.43%；大中型基本建设规模占94.53%“以大代小”技改规模占5.47%目前开展前期工作的项目共73项7069.1万千瓦其中：已上报开工报告52.5万千瓦已批可研报告300万千瓦已批项目建议书620.5万千瓦已上报可研报告待批483.5万千瓦已上报项目建议书待批2149万千瓦正在开展初可和规划的3463.6万千瓦从布局和结构上看分布范围由组建初的17个省份发展到目前的22个省份其中：黄河上游和沅水等流域上的水电项目13个共1083.6万千瓦辽宁核电和山东海阳等8个核电项目蒙东等煤电基地的煤电项目、其它新建和扩建煤电项目50个共4255.5万千瓦天然气发电项目2个共130万千瓦（八）生产规模扩大现价工业总产值增加职工人数减少劳动生产率进一步提高截止6月末集团公司系统职工期末人数75273人比上年同期减少969人比XX年末减少522人以现价工业总产值计算上半年集团公司全员劳动生产率为31.33万元/人同比提高16.4%其中：火电企业劳动生产率30.65万元/人同比提高15.8%；水电企业46.12万元/人同比提高21% 同志们我们在面临诸多非常尖锐和复杂的矛盾面前能够形成经济运行的良好局面是非常不容易的比较而言我们是在老小旧机组比较多、设备长期处于高负荷运行、煤质下降、新机组投产压力大的情况下保持了生产、基建的安全稳定局面；我们是在煤电油运供需矛盾突出、新增生产能力相对不多、市场结构发生新的不利变化、南方来水偏枯的情况下实现了发电量的稳定增长；我们是在电煤价格飞涨、电价调整不能弥补燃料成本增加的情况下保证了经济效益基本稳定亏损面没有扩大亏损额大幅下降；我们是在成立之初发展项目严重不足、电源前期竞争极其激烈的情况下初步为合理布局、结构调整和产业技术升级进行了规划储备；我们是在着力消除旧的体制、机制性障碍的变革探索实践过程中认真贯彻年初工作会议精神坚持以增收节支促进经济效益的稳步提高坚持以业绩评估促进经营管理水平的全面提升坚持以改革创新促进管理体制和经营机制的根本转变是公司系统全体干部员工齐心协力、坚强拼搏的结果二、经营形势严峻机遇与挑战并存内部管理仍有薄弱环节完成全年任务还很艰巨要把握主要矛盾趋利避害巩固和发展上半年良好势头综观当前和今后的经营工作：第一外部市场环境存在诸多不利因素一是电煤供应紧张、煤质下降、价格大幅上扬严重危及设备运行的安全性和经济性严重影响经济效益的稳定和提高上半年集团公司供煤量低于耗煤量截止6月底实际库存煤同比下降69.65万吨,下降幅度达33.92%阜新、娘子关、平圩、姚孟等大部分电厂库存煤经常处于警戒线以下造成部分机组降负荷运行甚至被迫停机检修入厂煤平均低位热值同比下降5.09%造成设备磨损严重锅炉效率降低辅机耗电增加助燃用油上升上半年因电煤价格上涨集团公司增加燃料成本高达近7亿元已有的电价政策难以平衡进入七月份后第三轮煤价上涨又起河南、山西、东北等地区煤炭企业纷纷要求涨价有的煤炭企业要求计划内价格增长幅度高达44%几乎影响到所有火电企业给正常生产经营带来严峻挑战二是电力市场不规范和市场结构变化存在不利影响在国家多次规范电价管理的情况下上半年批准的基数电量安排不到位、自行组织竞价和计划外电量、压低或变相降低电价的现象在相当多的地区仍然存在一些区域因市场结构变化等原因造成市场份额下降如上半年上海地区区外来电的增加和新机组投产使集团公司电厂的发电量同比大幅降低上海用电量同比增长13.2%上海当地电厂发电量同比增长1.2%集团公司电厂发电量同比下降5.76%受水情不好影响有些电厂有价无量争取到的电价政策不能发挥作用下半年难以出现恢复性增长三是银根适度紧缩银行实际执行利率上浮空间扩大实际利率上升将加大资金成本也增加了电热费回收难度第二迎峰度夏、防洪度汛面临严峻考验一是设备可靠性要求提高一方面今年以来电煤质量下降直接影响设备健康状况另一方面夏季用电要求调峰能力提高二是防洪度汛压力加大目前正值主汛期沅水上的三板溪已进入施工高峰期在建项目较多的黄河来水好于去年公伯峡又是今年计划投产的关键项目第三企业管理仍存在薄弱环节一是一些企业违规违纪问题仍然存在上半年审计检查、财务整顿和业绩评估工作中发现一些单位违反国家财经纪律违规经营的现象并未杜绝与集团公司反复强调的法制化、规范化管理要求仍然存在很大差距有的单位私设“小金库”、账外帐编制虚假工程人为调整消耗指标截留收入利润乱挤乱摊成本关联交易很不规范等有的违纪金额较大问题性质还很严重二是部分单位计划和预算指标完成存在较大差距第四核心竞争力有待加快培育和壮大一是前期规划形成的布局和结构要加快推进尽快形成电力生产力形成规模和结构优势二是集团公司组建以来坚持不懈为之实践的符合集团公司特点和适应市场化要求的在继承旧体制的历史遗产同时开辟未来的专业化、集约化的管理模式要进一步实践并完善破中求立立中完备三是在稳步向电力相关产业延伸发展的多元化和成员单位组织形式的多样性格局中实现条条块块的紧密结合四是做到任何内部资源都不会成为公司增长和发展的“瓶颈”同时我们也有许多有利条件：第一国民经济仍将保持快速发展用电需求也会继续呈现旺盛的局面随着国家宏观经济调控措施逐步到位我们有理由相信煤电油运供求紧张的局面将得到缓解同时集团公司的辽宁和海阳核电项目、黄河水电基地、蒙东等煤电基地已经纳入国家能源中长期发展规划新的产业政策为集团公司发展提供了广阔的空间面临难得的发展机遇第二改革逐步深入电力市场监管力度正在加大“三公”的市场环境将逐步形成国有企业改革继续深化建立现代企业制度、分离企业办社会职能、推进主辅分离的配套措施已经或正在到位内部改革全面展开职工对改革的承受能力正在增强曾经困绕集团公司的黄河公司资产债务重组、价格税收问题等突出困难和矛盾已经或正在得到解决第三集约化、专业化管理体制格局初步形成工程分公司、运行分公司、资金结算管理中心、新型燃料管理体制的作用已经显现比较而言集团公司成本利润率居于较高水平成本竞争优势正在逐步形成世界上唯一不变的就是变化我们要视变化为机遇善于变中求胜集团公司组建以来的工作充分体现了在追求变革的同时敢于引领变革要树立信心和勇气不被暂时的困难所吓倒把握主要矛盾积极主动地趋有利于企业健康成长之利避妨碍经济效益提高和国有资产保值增值之害采取更加有力的措施努力做好下半年的工作三、振奋精神迎难而上完善措施狠抓落实继续坚持以增收节支、业绩评估、改革创新推动重点工作开展确保全年任务完成（一）加强安全生产管理保证发电设备安全、稳定、经济运行切实落实安全生产责任制进一步贯彻落实党中央、国务院关于加强电力安全生产工作的指示精神和集团公司的要求坚持“安全第一预防为主”的方针不动摇认真学习集团公司安全政策声明牢固树立“任何事故都是可以避免的”安全管理理念践行对社会的庄严承诺认真吸取川东特大井喷等事故的沉痛教训落实各级安全生产责任制切实把安全生产工作做细致、做扎实、做深入确保迎峰度夏和防洪度汛安全当前正值迎峰度夏、防洪度汛的关键时期要克服松懈麻痹思想以高度的政治责任感和严谨科学的工作态度完善各项组织措施和技术措施保持与电网调度部门的紧密联系密切关注汛情的变化认真做好应急预案水电厂和有水电工程建设的单位要保持与防洪部门的密切接触认真做好主汛期防汛检查确保安全工作万无一失确保体制改革过程中安全生产局面的稳定做好运行、检修和辅业分离体制改革过程中的安全管理工作务必做到责任落实、措施得力、监督到位加强设备运行和检修管理发生机组非计划停运的单位要认真分析原因在设备检修、运行管理和技术监督等方面采取有力措施提高设备可靠性经得起高负荷下安全稳定运行的考验针对当前煤质下降的实际要做好运行分析和燃烧调整提高运行效率最大限度地减少非计划停运做好新机投运准备工作下半年公伯峡1＃、2＃机组碗米坡3＃机组景德镇扩建机组和洪泽热电机组都将陆续按计划投产要做好相关准备工作保证新投产机组安全稳定运行（二）以市场为导向有重点地推进市场营销加强燃料管理密切跟踪煤炭市场变化加强与煤炭、运输、电网和其它发电企业的协调发挥区域燃料公司的作用全面加强煤炭量、质、价的管理严格执行集团公司燃料供应预警和价格协调制度确保发电用煤的连续稳定供应和合理库存努力抑制煤价进一步上升东北地区的电厂要继续做好霍林河煤炭掺烧工作努力开拓市场江西、东北、河南地区的电厂要充分发挥现有发电能力尽快扭转发电量增长低于市场用电量增长的局面上海地区的电厂要加强与电网企业和政府部门的沟通和联系确保年度发电量计划完成各水电厂要密切关注水情变化合理调度提高水能利用率全面落实电价政策已经出台的电价政策要确保执行到位积极配合国家发改委、电监会组织开展的全国电力价格专项检查确保电价“三统一”政策的落实防止压低或变相降低上网电价纠正对发电企业的不合理收费促进电力市场的规范运作完善区域市场竞价的各项准备在区域电力市场模拟运行基础上掌握规则熟悉模式适应监管研究市场了解同行完善策略实现增供扩销、增产增收加大电热费回收力度随着内部电厂价格独立和资金市场变化预计电热费回收难度将会加大此项工作必须常抓不懈不要把矛盾积累到年底确保正常的资金周转（三）进一步加强经营管理巩固和扩大经营成果严格控制成本按照增收节支50条要求继续严格控制生产成本、经营成本、管理成本、发展成本和改革成本抓住每项成本控制的关键环节和关键因素把成本控制落到实处要把燃料成本的管理放到突出位置防止固定成本“前低后高”继续疏导电煤价格矛盾积极争取新的价格政策努力实现燃料成本的收支平衡缓解生产经营的严峻局面各供热单位要立足于热力价格在当地突破扭转热力连年亏损局面狠抓扭亏增盈集团公司决定全部亏损企业在两年内都要彻底实现扭亏为盈扭亏增盈是开展“增收节支年”活动的重要内容要不因当前遇到的特殊困难而气馁扭亏决心不变扭亏目标不变从加快老厂发展、深化内部改革、挖掘管理潜力、用好国家政策四个方面推进扭亏增盈加强现金流量管理资金结算管理中心应该成为集团公司的“司库”围绕这一目标进一步完善资金集中管理体系巩固银行帐户清理成果加大资金集中管理力度加强资金监管继续发展好内部资金市场加强资金运作满足生产经营和发展资金需求为下一步财务公司的运作奠定基础巩固上半年财务费用大幅降低的成果确保对利润的贡献不滑坡完成清产核资在上半年财务清理、资产清查基础上完成下一步损益认定、资金核实等工作认真处理历史遗留问题全面执行新的企业会计制度努力完成厂网分开改革的资产财务接收工作加强工程造价管理发挥“标杆电价”机制对工程成本的约束作用按社会平均成本衡量工程建设成本塑造成本竞争优势坚持从严格审查初步设计、落实执行概算、优化设计和施工方案入手严格控制工程造价加强监督检查成果的运用切实抓好审计监督、效能监察、财务整顿、业绩评估中发现问题的整改落实进一步规范关联交易核算收入和生产、工程成本杜绝人为调整指标的行为重视和加强财务管理基础工作（四）加快前期工作确保开工投产尽快形成生产能力确保计划投产项目按期投产公伯峡、景德镇和碗米坡项目能否按期投产是完成全年基本建设目标的关键要重点推动及时解决实际工作中遇到的问题保证新增134.1万千瓦装机目标的全面实现确保前期工作及时推进计划开工的11个项目大部分进入开工报批准备阶段任务很重不能有丝毫松懈平圩项目一定要保证按期开工贵溪、分宜、漕泾项目要尽快落实开工的九项条件新乡、平东、永济项目要加紧催批可研报告同时做好其他开工条件的落实工作争取开工的12个项目要加快前期报批和施工准备力争尽早开工建设进一步加快核电、煤电基地等项目的前期工作步伐确保建设资金的需要要安排好资本金的平衡优化融资方案兼顾满足资金需求和降低资金成本加快项目公司组建为落实融资创造条件（五）推进资产重组和资本运作扩张经济规模和提高盈利能力在上半年完成吴泾六期资产并购的基础上围绕核心资产扩张、较高经济回报、市场份额拓展和资源整合下半年重点抓好四个方面：一是完成与霍煤集团的资产重组结合解决黄河公司不合理的资产债务结构推动黄河上游的重组二是继续推进中电国际海外上市三是完成财务公司购并四是完成鲤鱼江的重组和开封发电股权的收购同时研究出售淘汰不具备控制力的发电股权努力推进“一厂多制”问题的逐步解决（六）落实改革的各项配套措施促进深化内部改革要解决集团公司深层次的问题和矛盾完善形成符合市场要求和集团公司特点的管理模式破除旧体制的弊端必须走深化改革和专业化、集约化管理之路落实好各项配套措施一是建立新体制下发电、检修和辅业公司的安全管理模式、安全责任体系建立与之相适应的各项制度二是建立和完善新体制下的劳动分配关系、财务关系、结算关系促进新机制的形成三是建立和完善与燃料、工程、运行、检修、物资等专业化、集约化管理相适应的、与改革目标相统一协调的财务经济关系落实委托管理责任为优化区域资源配置集团公司调整了三级管理构架三项责任制考核相应调整二级单位要切实承担起在安全生产、经营管理和发展建设上的委托管理责任各项工作尽快到位实践以“一元化”管理“多元化”通过进一步整合内部资源坚持统一的战略布局、统一的企业文化、统一的规范标准、统一的业务流程、统一的财务审计控制、统一的考核评价、统一的人力资源开发机制、统一共享的信息资源以及“策划、程序、修正、卓越”的精神实现以“一元化”管理“多元化”（七）加大监督力度促进企业依法经营和健康发展完善监督体系建立健全财务监督、审计监督、派出董事监事和财务总监、纪检监察和法律监督各自履行职责、并相互协作配合的监督管理体系构筑防范经营风险的防线建立和完善审计监督机制建立专业审计队伍与特聘审计队伍相结合内部审计力量与借助外部中介审计相结合审计监督与其它监督。

2019年上半年电力数据统计分析各省排行风电

2019年上半年电力数据统计分析各省排行风电作为国民经济的基础性产业，电力运行情况已经成为反映国民经济的晴雨表。

小编从发电和用电两方面，将上半年我国电力装机、设备利用小时、发电量、原煤产耗、全社会用电量等主要电力数据指标进行了对比排行，以便直观呈现电力行业现状。

(来源：中国电力知库 ID：pkthinker)电力装机截至6月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量18.4亿千瓦，同比增长5.7%。

其中，火电装机11.6亿千瓦，占总装机容量的62.8%；水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源装机总容量已达6.8亿千瓦，占总装机容量的37.2%。

具体构成见下图：截止6月底，全国十大电力装机省份分别是：山东12675万千瓦、江苏12491万千瓦、内蒙古12490万千瓦、广东11454万千瓦、四川9383万千瓦、新疆8763万千瓦、山西8651万千瓦、浙江8602万千瓦、河南8486万千瓦、云南7799万千瓦。

截止6月底，全国十大水电装机省份分别是：四川7376万千瓦、云南5336万千瓦、湖北3564万千瓦、贵州1938万千瓦、广西1506万千瓦、湖南1272万千瓦、青海1192 万千瓦、广东1079万千瓦、浙江946万千瓦、福建926万千瓦。

截止6月底，全国十大火电装机省份分别是：山东10415万千瓦、江苏10055万千瓦、内蒙古8395万千瓦、广东8267万千瓦、河南6923万千瓦、山西6513万千瓦、浙江6185万千瓦、安徽5462万千瓦、新疆5087万千瓦、河北4890万千瓦。

截止6月底，全国十大风电装机省份分别是：内蒙古2896万千瓦、新疆1926万千瓦、河北1465万千瓦、甘肃1282万千瓦、山东1191万千瓦、山西1134万千瓦、宁夏1011万千瓦、江苏927万千瓦、云南863万千瓦、辽宁789万千瓦。

截止6月底，全国十大太阳能发电装机省份分别是：青海1070万千瓦、新疆1061万千瓦、内蒙古962万千瓦、河北903万千瓦、甘肃824万千瓦、宁夏810万千瓦、江苏802万千瓦、山西790万千瓦、安徽780万千瓦、陕西733万千瓦。

2019年全国50个主要城市供电企业供电可靠性指标

2019年全国50个主要城市供电企业供电可靠性指标2020年6月3日，国家能源局与中国电力企业联合会联合发布2019年度电力可靠性指标，全国50个主要城市供电企业供电可靠性继续保持较高水平，未发生大面积停电事故和重大社会影响的停电事件，为优化营商环境、提高人民生活水平和社会经济发展提供了坚强的电力保障。

一、用户平均停电时间2019年，全国50个主要城市（4个直辖市、27个省会城市、5个计划单列市及其他14个2019年GDP排名靠前的城市）用户数占全国总用户数的32.16%，用户总容量占全国用户总容量的48.13%。

50个主要城市用户平均停电时间6.04小时/户，比全国平均值低7.68小时/户。

其中，城市地区用户平均停电时间2.22小时/户，比全国平均值低2.28小时/户；农村地区用户平均停电时间8.28小时/户，比全国平均值低8.75小时/户。

上海、深圳、厦门的用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、长春的用户平均停电时间超过15小时/户；厦门、上海、广州、杭州、深圳、北京的城市地区用户平均停电时间低于1小时/户，拉萨、呼和浩特的城市地区用户平均停电时间超过5小时/户；上海、深圳、厦门、佛山的农村地区用户平均停电时间低于2小时/户，拉萨、沈阳的农村地区用户平均停电时间超过20小时/户。

2019年50个主要城市的用户平均停电时间总体上大幅减少。

39个城市的用户平均停电时间同比减少超过10%，14个城市的用户平均停电时间同比减少超过50%，其中，绍兴、上海和深圳的用户平均停电时间同比减少超过70%，分别为76.59%、74.37%和71.40%。

6个城市的用户平均停电时间同比增加，其中，乌鲁木齐和呼和浩特的用户平均停电时间同比增加超过20%，分别为54.75%和20.76%。

图12019年50个主要城市用户平均停电时间对比（全口径）图22019年50个主要城市用户平均停电时间对比（城市地区）图32019年50个主要城市用户平均停电时间对比（农村地区）二、用户平均停电频率2019年，50个主要城市的用户平均停电频率1.49次/户，比全国平均值低1.50次/户。

电工行业2019年上半年经济运行情况分析

电工行业2019年上半年经济运行情况分析2019年以来，我国电器工业面临的内外部环境不利因素增多，国内市场需求放缓，经济下行压力加大；外部中美贸易战愈演愈烈，世界主要经济体增长放缓，产业转型升级、高质量发展任务倍加艰巨。

1上半年经济运行基本情况2019年上半年电工行业经济基本平稳运行，总体情况与去年相比基本持平，行业主营业务收入24 370.5亿元,同比增长5.7%；实现利润总额约为1 177.15亿元,同比增长4.25%。

2主要特点1）传统产品增速回落受煤电去产能等产业政策影响，火电发电机组下滑明显，工业锅炉、电站用汽轮机等关联的传统产品也都出现了不同幅度的负增长，但在新型城镇化建设、乡村振兴规划的带动下，新能源、分布式电源、储能装置快速发展，配电系统和装备迎来了发展的良机，智能变电站应用更为广泛，配电产品功能更加完备，运行更为智能和节能。

交流电机、电线电缆、绝缘制品、电动工具等一些应用面更广的产品保持了一定的增长，保证了行业的平稳运行。

2）高端装备取得突破依托重大工程，我国电器工业接连研制出诸多拥有自主知识产权的核心装备，如哈电集团全球首台球床模块式高温气冷堆蒸汽发生器通过验收；特变电工研制出世界电压等级最高的±1 100千伏高端换流变压器；江苏亨通研制出世界首条500千伏交流聚乙烯海缆；苏州电科院建成了世界上首家具备防爆、复合灭火、快速滤烟尘、油水分离泄油和多角度高速摄像等功能的大体积防爆试验室；我国自主研发制造的全球首个200千伏高压直流断路器舟山柔直系统舟定换流站直流断路器成功进行首次短路试验，这些成果不仅保障了项目的顺利运行，也再次彰显出了我国电器工业的制造实力。

据统计，我国已建成世界上规模最大的清洁高效煤电系统，煤电超低排放机组超过8亿千瓦，排放标准世界领先。

3）福清“华龙一号”进展顺利此外，上半年我国自主三代核电技术“华龙一号”全球首堆示范工程福清核电5号机组正式开工建设。

国家能源局综合司关于印发2019年电力可靠性管理和工程质量监督工作重点的通知

国家能源局综合司关于印发2019年电力可靠性管理和工程质量监督工作重点的通知文章属性•【制定机关】国家能源局•【公布日期】2019.02.25•【文号】国能综通安全〔2019〕17号•【施行日期】2019.02.25•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文国家能源局综合司关于印发2019年电力可靠性管理和工程质量监督工作重点的通知国能综通安全〔2019〕17号各派出能源监管机构、各质监机构：按照《国家能源局综合司关于印发2019年电力安全生产工作思路和重点任务安排的通知》（国能综通安全[2019]7号）的有关部署，我们制定了《2019年电力可靠性管理和工程质量监督工作重点》。

现印发给你们，请结合实际认真抓好贯彻落实。

国家能源局综合司2019年2月25日2019年电力可靠性管理和工程质量监督工作重点2019年，电力可靠性管理和工程质量监督工作坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引，紧紧围绕“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕能源高质量发展，认真贯彻落实中央各项决策部署和国家能源局任务安排，夯基础、补短板、强监督、优服务，扎实推进各项工作取得新成效，再上新台阶。

一、努力提升电力可靠性管理工作成效（一）配合推进《电力可靠性监督管理办法》修订和宣贯。

配合电力安全监管司开展我国电力可靠性全过程管理和成果应用体系研究，继续推进《电力可靠性监督管理办法》修订工作。

配合电力安全监管司开展办法宣贯培训，将可靠性管理各项要求落到实处。

（二）推进电力可靠性信息系统建设。

研究和推进电力可靠性监督管理信息系统升级改造，向派出能源监管机构推送数据，实现统计、分析等功能。

（三）提升电力可靠性指标发布质量。

逐步建立健全电力可靠性指标定期发布机制，配合电力安全监管司做好2018年度全国电力可靠性指标报告的编制和发布工作。

（四）提高电力可靠性数据质量。

建立电力可靠性数据的随机核查及通报机制，提高数据的及时性、准确性、完整性。

2019年1-6月份电力工业运行简况

2019年1-6月份电力工业运行简况1-6月份，全社会用电量增速同比回落，三产和城乡居民用电保持较快增长；工业和制造业用电量增速同比回落；化学原料制品等四大高载能行业合计用电量同比增长，增速高于工业用电量增速；发电装机增速同比回落，非化石能源发电量保持较快增长；除水电和太阳能发电外，其他类型发电设备累计利用小时均同比降低；全国跨区、跨省送出电量较快增长；全国基建新增装机容量同比减少，其中太阳能发电新增装机减少较多；电源完成投资同比增长，电网工程完成投资同比下降。

一、全社会用电量增速同比回落，三产和城乡居民用电保持较快增长1-6月份，全国全社会用电量33980亿千瓦时，同比增长5.0%,增速比上年同期回落4.4个百分点。

分产业看（注1），1-6月份，第一产业用电量345亿千瓦时，同比增长5.0%，占全社会用电量的比重为1.0%；第二产业用电量23091亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落4.5个百分点，占全社会用电量的比重为68.0%，对全社会用电量增长的贡献率为42.6%；第三产业用电量5552亿千瓦时，同比增长9.4%，增速比上年同期回落5.3个百分点，占全社会用电量的比重为16.3%，对全社会用电量增长的贡献率为29.5%；城乡居民生活用电量4993亿千瓦时，同比增长9.6%，增速比上年同期回落3.6个百分点，占全社会用电量的比重为14.7%，对全社会用电量增长的贡献率为27.0%。

图1 2018、2019年分月全社会用电量及其增速分省份看，1-6月份，除青海、甘肃和上海外，全国各省份全社会用电量均实现正增长。

其中，全社会用电量同比增长超过全国平均水平（5.0%）的省份依次为：西藏（16.6%）、内蒙古（12.1%）、广西（10.9%）、海南（9.9%）、四川（9.3%）、新疆（9.2%）、湖北（8.8%）、安徽（8.8%）、山西（7.6%）、江西（7.5%）、河北（7.0%）、贵州（6.9%）、云南（6.7%）和湖南（6.5%）。

电力通电率情况汇报

电力通电率情况汇报
近年来，我国电力通电率呈现出稳步提升的趋势，得益于电力行业的不断发展
和改革。

下面将就我国电力通电率情况进行汇报。

首先，从整体来看，我国电力通电率呈现出稳步提升的趋势。

根据国家能源局
发布的数据显示，2019年我国电力通电率达到了98.8%，较上年提高了0.3个百分点。

这一数据表明，我国电力通电率已经接近满意的水平，电力供应基本能够满足人民生活和工业生产的需求。

其次，在各地区的电力通电率情况中，东部地区通电率普遍较高，而西部地区
通电率相对较低。

这与我国东部地区经济发达、电力基础设施完善有关，而西部地区的电力供应受到地理环境和资源条件的限制，通电率相对较低。

因此，未来我国应该加大对西部地区电力基础设施建设的投入，以提高西部地区的电力通电率。

此外，随着我国电力行业的不断发展和改革，电力通电率的提升也得到了技术
和管理的支持。

新能源的不断开发利用、电网建设的不断完善以及电力生产管理的精细化，都为我国电力通电率的提升提供了有力支持。

最后，我国电力通电率的提升离不开全社会的共同努力。

政府部门应该加大对
电力基础设施建设的投入，为电力通电率的提升提供更好的保障；电力企业应该加强技术创新，提高供电质量和供电可靠性；广大消费者也应该节约用电，避免浪费，共同为提升我国电力通电率做出贡献。

总的来说，我国电力通电率的提升是一个系统工程，需要政府、企业和社会各
界的共同努力。

希望未来我国电力通电率能够继续保持稳步提升的态势，为经济社会发展提供更加可靠的能源保障。

2019年电力公司上半年工作总结年中

2019年电力公司上半年工作总结年中电力公司上半年工作总结怎么写?下面是CN为大家整理的电力公司上半年工作总结20XX，欢迎参考~20XX年上半年，公司坚持以科学发展观为指导，以贯彻落实国务院《国务院关于坚持科学发展安全发展促进安全生产形势持续稳定好转的意见》﹙国发〔20XX〕40号﹚和《安全生产法》有关法律法规为工作主线，在县委县政府和县安委会、集团公司及公司领导的正确领导下，认真落实县政府、县安委会和集团公司的工作要求，坚持安全发展，紧紧围绕安全生产目标管理责任状这一条主线，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，切实加强对安全生产的领导和管理，积极开展“安全生产月”活动，狠抓安全生产基础建设，深入开展安全生产专项整治和隐患排查治理，着力建设安全生产机制，健全安全监管体系，促进了企业安全生产主体责任的落实，现将工作总结如下：一、加强领导、强化管理，落到安全责任按照安全生产“一岗双责”的要求，切实加强对安全生产工作的领导，加强对安全生产工作措施的检查落实，积极探索安全生产的长效机制，形成主要领导负总责、分管领导具体抓、专门机构全力抓、有关部门配合抓的齐抓共管的工作格局，确保安全生产管理工作有效推进。

充实公司安全生产委员会，由总经理担任主任，分管生产的副总经理及各部门的负责人担任副主任、成员，各生产单位、供电所相应成立了12个生产领导小组，109名安全员专门负责安全生产工作的贯彻与落实，公司形成了完整的安全生产管理体系。

建立健全安全生产责任制和各项规章制度、操作规程。

二、建立健全安全生产责任制(一)建立健全安全生产法规体系，为规范安全生产落实安全生产行为提供了依据。

近几年，我公司始终把建立健全安全生产法规体系，依法规范企业的安全行为，作为保障安全生产的一项基础性工作。

(二)把安全生产工作列入公司年度考核的一项重要内容，实行安全生产一票否决制。

3月28日，公司与部、部与所、所与班组成员逐级签订了安全生产目标管理责任书，签订率100%，明确了职责，落实了责任，形成一级抓一级，层层抓落实，齐抓共管的局面。

供电公司2019年上半年经济活动分析报告

供电公司2019年上半年经济活动分析报告县级供电企业1-6 ⽉份经济活动分析报告⼀、综合计划指标完成情况⼀）经营业绩指标1.售电量***供电公司1-6 ⽉份售电量完成13925.38 万千⽡时，占年售电量26000 万千⽡时的53.56% ，同⽐增加2350.16 万千⽡时，增长率为20.30% 。

图 1 *** 供电公司1-6 ⽉份售电量明细图各分类电量增减情况原因分析：（1）居民⽣活电量1-6 ⽉份完成3098.76 万千⽡时，占总售电量的22.25% ，同⽐增加380.70 万千⽡时，增长率为14.01% ，居民⽣活分类偏差较⼤的原因：⼀是由于今年冬季属于寒冬，⼤多数⼈家除了以往的供暖⽅式外还增加了电暖⽓等供暖设备和⼀户⼀表电采暖电量影响，导致居民⽣活⽤电增幅较⼤；⼆是响应政府清洁能源⼯作安排，安装电炕6500 户⽤于取暖，使居民⽣活⽤电增幅较⼤。

（2）⼀般⼯商业电量1-6 ⽉份完成6575.20 万千⽡时，占总售电量的47.22% ，同⽐增加1445.99 万千⽡时，增长率为28.19% 。

其中；⾮普⼯业⽤电量1-6 ⽉份完成4748.03 万千⽡时，同⽐增加1245.06万千⽡时，增长率为35.54% 。

⾮普⼯业电量增加的原因是根据清洁能源相关⽀持性政策，通过煤改电⼯程，电采暖电量同⽐增加，如*** 百信房地产开发有限公司新增电量71.52 万千⽡时，⽢肃⾦沙⾷品有限公司新增电量15.79 万千⽡时，*** 第⼀幼⼉园新增电量10.07 万千⽡时，兰新铁路⽢青有限公司新增电量33.45 万千⽡时，*** 职业技术教育中⼼新增电量27.50 万千⽡时，*** ⼈民法院新增电量16.54 万千⽡时。

⾮居民照明⽤电1-6 ⽉份完成电量570.92 万千⽡时，同⽐增加88.58 万千⽡时，增长率为18.37% 。

⾮居民⽣活增加的主要原因是*** 鸿健⽂化体育、城乡建设局等单位以可移动式电采暖设备⽤电取暖取代了煤取暖，带动⾮居民电量增长。

推荐：2019年上半年电力安全工作总结

2019年上半年电力安全工作总结前言：下载后全文任何地方都可以修改,相信《2019年上半年电力安全工作总结》这篇文章能帮到您二OO五年度上半年安全工作总结一、上半年安全生产指标完成情况：未发生轻伤及以上人身事故。

未发生农电职工重伤及以上人身事故。

未发生一次两座及以上110Kv变电所全停事故。

未发生有人员责任的主设备事故。

未发生火灾事故和同责及以上的重大交通事故。

未发生误调度事故、10KV及以上的恶性误操作事故、35KV及以上误操作事故。

未发生输变电考核事故。

未发生变电一类障碍，但发生输电线路事故1次，输电线路一类障碍3次；农配事故18次。

3、输电线路一类障碍：A、3月1日500kv武南变110kv武南线开关另序1段保护动作，开关跳闸，重合不成.原因是常州市神州花木园林有限公司施工汽吊吊臂碰及导线。

C、4月30日2时55分，220kv运村变110kv运寨线开关另序1段保护动作，开关跳闸，重合成功。

故障原因为110kV运寨线18#杆B相合成绝缘子雷击闪络。

二、上半年主要工作回顾：1、制订严防死守措施，进一步落实安全生产责任制年初，公司安全生产领导小组召开会议，讨论并通过了《2019年安全工作意见》，为全年安全工作理清了思路。

今年以来，公司生产、基建任务面广量大，为了继续保持良好的安全形势，完成职代会提出的安全生产目标，真正把严防死守的措施落实到位，各部门针对本部门实际情况重新制定了安全生产严防死守措施，各班组纷纷将公司安全生产目标分解落实到本班组，制定了实现安全生产目标的具体措施，落实公司领导提出的安全生产严防死守各项要求。

为充分发挥广大职工的主人翁精神。

公司工会、安监部在4月15日联合举办了“我为安全生产做什么”的安全生产座谈会。

这次座谈会是公司进一步落实安全生产责任制的深化。

它充分发挥了广大职工搞好安全生产的积极性、创造性。

2、认真深化安全整顿工作成果，确保公司安全生产稳定局面新年伊始，我公司认真围绕市公司布置的安全生产整顿工作要求，统一思想、有序布置，排查反思、检查督办，收到了良好的效果。

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2019年二季度常规水电机组等效可用系数为94.16%，同比减少了0.29个百分点，环比增加了5.03个百分点；机组台平均利用小时为1073.56小时，同比减少了112.36 小0.190.120.040.080.120.160.22018年2019年次/台时，环比增加了302.54小时；机组台平均非计划停运次数和时间分别为0.03次和1.04小时，同比分别减少了0.02次和4.67小时，见图5，环比分别增加了0.02次和0.55小时，见图6；前三类非计划停运即强迫停运台平均停运次数和时间分别为0.02次和0.49小时，强迫停运次数与去年持平，但强迫停运时间同比减少了1.29小时，环比分别增加了0.01次和0.05小时。

强迫停运共发生14次，强迫停运总时间为640.33小时，环比分别增加了9次和518.78小时。

图5 2018-2019年二季度常规水电机组非计划停运次数和时间对比情况图6 2019年一、二季度常规水电机组非计划停运次数和时间对比情况其中，700MW等级水电机组利用小时1051小时，同比减少了83.93小时，环比增加了234.23小时；机组台平均强迫停运次数和时间分别为0.03次和0.51小时，平均强迫停运次数同比、环比均持平，但平均强迫停运事件同比、环比分别减少了0.2小时和0.9小时；强迫停运共发生2次，强迫停运时间为39.43小时，强迫停运次数环比持平，强迫停运时间环比降低了68.27小时。

2019年二季度主要发电企业燃煤机组、常规水电机组按容量分类的运行可靠性综合指标见附表1、附表2。

2019年上半年燃煤火电机组等效可用系数达到92.76%，同比增加了0.88个百分点；机组台平均利用小时为2123.51小时，同比降低了71.34小时；机组台平均非计划停运次数和时间分别为0.22次和18.63小时，同比平均非计划停运次数降低了0.02次，但平均非计划停运时间增加了1.26小时，见图7；台平均计划停运时间为292.98小时，同比降低34.73小时；前三类非计划停运即强迫停运台平均停运次数和时间分别为0.2次和13.92小时，强迫停运台平均停运次数同比持平，但强迫停运台平均停运时间增加了1.77小时。

强迫停运发生279次，强迫停运总时间为20158.27小时，占全部火电非计划停运总时间的70.15%。

图7 2018-2019年上半年燃煤机组非计划停运次数和时间对比情况其中，1000MW等级燃煤机组利用小时2256.92小时，同比减少了224.64小时；机组前三类非计划停运台平均停运次数和时间分别为0.15次和7.68小时，同比分别降低了0.1次和2.49小时；强迫停运共发生13次，累计强迫停运时间为653.43小时。

2019年上半年常规水电机组等效可用系数为91.75%，同比降低了0.61个百分点；机组台平均利用小时为1856.41小时，同比增加了230.34小时；机组台平均非计划停运次数和时间分别为0.03次和1.55小时，同比分别降低了0.04次和0.1小时，见图8。

前三类非计划停运即强迫停运台平均停运次数和时间分别为0.02次和0.95小时，同比分别增加了0.01次和0.49小时。

强迫停运共发生17次，强迫停运总时间为760.62小时。

图8 2018-2019年上半年常规机组非计划停运次数和时间同比情况其中，700MW等级水电机组利用小时1867.77小时，同比增加了229.39小时；机组台平均强迫停运次数和时间分别为0.04次和1.92小时，同比分别增加了0.03次和1.89小时；强迫停运共发生3次，强迫停运时间为147.13小时。

2019年上半年主要发电企业燃煤机组、常规水电机组按容量分类的运行可靠性综合指标见附表3、附表4。

二、输变电设施可靠性截至2019年6月底，全国电网220千伏及以上电压等级13类输变电设施可靠性指标总体保持平稳，纳入电力可靠性统计的变压器、断路器、架空线路三类主要输变电设施数量分别达到16286台、44621台和751774千米，受大规模电网改造施工影响，全国电网输变电设施的可用系数、强迫停运率、非计划停运次数和时间等主要可靠性运行指标小幅下降。

2019年二季度，全国电网220千伏及以上电压等级变压器的可用系数为99.583%，同比下降0.161个百分点，环比下降0.133个百分点；强迫停运率为0.447次/百台年，同比上升0.20次/百台年，环比上升0.27次/百台年。

断路器的可用系数为99.837%，同比下降0.075个百分点，环比下降0.053个百分点；强迫停运率为0.343次/百台年，同比上升0.282次/百台年，环比上升0.133次/百台年。

架空线路的可用系数为99.024%，同比下降0.122个百分点，环比下降0.11个百分点；强迫停运率为0.126次/百千米年，同比上升0.056次/百千米年，环比上升0.044次/百千米年。

其中，架空线路和断路器的非计划停运次数在环比增加98次和13次的情况下，实现了非计划停运时间分别环比减少0.547小时/百千米年和0.003小时/台年，非计划停运处理能力持续提升。

2019年二季度全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施可用系数和强迫停运率见图9，2019年二季度全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施非计划停运次数和停运时间对比情况见图10。

2019年二季度全国电网220千伏及以上电压等级架空线路、变压器、断路器等13类输变电设施可靠性综合指标见附表5。

图9 2019年二季度全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施可用系数和强迫停运率对比情况图10 2019年二季度全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施非计划停运次数和停运时间对比情况2019年上半年，全国电网220千伏及以上电压等级变压器的可用系数为99.716%，同比下降0.08个百分点；强迫停运率为0.314次/百台年，同比上升0.015次/百台年；非计划停运次数和时间分别为43次和0.076小时/台年，同比下降2次和上升0.039小时/台年。

2019年上半年，全国电网220千伏及以上电压等级断路器的可用系数为99.890%，同比下降0.026个百分点；强迫停运率为0.277次/百台年，同比上升0.169次/百台年。

非计划停运次数和时间分别为94次和0.036小时/台年，同比上升50次和0.017小时/台年。

2019年上半年，全国电网220千伏及以上电压等级架空线路的可用系数为99.134%，同比下降0.173个百分点；强迫停运率为0.104次/百千米年，同比上升0.033次/百千米年。

非计划停运次数和时间分别为466次和1.551小时/百千米年，同比上升123次和下降0.485小时/百千米年。

2019年上半年全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施可用系数和强迫停运率对比情况见图11，2019年上半年全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施非计划停运次数和非计划停运时间见图12。

2019年上半年全国电网220千伏及以上电压等级架空线路、变压器、断路器等13类输变电设施可靠性综合指标见附表6。

图11 2019年上半年全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施可用系数和强迫停运率对比情况图12 2019年上半年全国电网220千伏及以上电压等级三类主要输变电设施非计划停运次数和停运时间对比情况三、直流输电系统可靠性截至2019年6月底，纳入电力可靠性统计的直流输电系统数量为32个。

其中，包括15个点对点超高压直流输电系统、13个点对点特高压直流输电系统和4个背靠背直流输电系统，额定输送容量总计149624兆瓦，其中新增10000兆瓦。

直流输电线路总长度达到27271.21千米，其中新增线路长度1238千米。

2019年上半年，纳入电力可靠性统计的32个系统合计能量可用率为84.395%，强迫能量不可用率为0.414%，计划能量不可用率为15.233%。

其中，超高压直流输电系统能量可用率为92.988%，特高压直流输电系统能量可用率为80.333%，背靠背直流输电系统能量可用率为91.374%。

直流输电系统总计发生强迫停运18次，其中，超高压直流输电系统9次，特高压直流输电系统9次。

2019年上半年直流输电系统可靠性指标情况见图13。

图13 2019年上半年直流输电系统可靠性指标情况2019年上半年，纳入可靠性统计的32个系统总输送电量2566.67亿千瓦时，其中，超高压直流输电系统为898.99亿千瓦时，特高压直流输电系统为1468.91亿千瓦时，背靠背直流输电系统为198.78亿千瓦时；能量利用率为39.49%，其中，超高压直流输电系统为50.27%，特高压直流输电系统为33.61%，背靠背直流输电系统为58.22%。